管道失效的腐蝕因素分析

(1.中石化勝利油田檢測評價研究有限公司， 山東 東營 257000；2.中國工業防腐蝕技術協會，北京 100101

管道失效的腐蝕因素分析

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(1.中石化勝利油田檢測評價研究有限公司， 山東 東營 257000；2.中國工業防腐蝕技術協會，北京 100101

腐蝕是管道失效案的重要因素，通過分析得出影響管道失效的腐蝕現象,可以分為環境腐蝕、介質腐蝕、雜散電流腐蝕、缺陷誘發等4類18種形式，針對不同腐蝕形式的特點提出了有針對性的治理原則建議。

管道失效 環境腐蝕 雜散電流 缺陷

0 引言

通過對以油氣輸送管道為代表的各種失效的分析，我們可以看出：腐蝕因素是管道失效的主要因素，即使許多看似與腐蝕表面無關的失效方式也有腐蝕因素的助推作用。如埋弧焊縫焊趾裂紋，電焊鋼管溝狀裂紋，現場環焊縫未焊透、未熔合等缺陷如果沒有腐蝕的進一步作用，或許不會導致管道的失效，但是焊區內選擇性內腐蝕事實上卻成為導致管道從焊接缺陷處引起管道失效的最后推手。

通過分析，可以將影響管道失效腐蝕因素歸集成：自然環境的腐蝕、介質腐蝕、雜散電流腐蝕以及其他缺陷引發的腐蝕等四類因素。區分不同影響因素的不同特點、規律、作用方式，是我們研究治理管道安全隱患的基礎。

1 自然環境的腐蝕

自然環境腐蝕的基本特點是：管道無論使用與否，只要沒有有效的防護措施或防護措施存在瑕疵，腐蝕就會發生；導致腐蝕發生的腐蝕性物質天然的存在于大氣、海洋、土壤中；腐蝕的方式既有化學腐蝕，也有電化學腐蝕，更有氣泡腐蝕、沖刷腐蝕等；腐蝕可以是緩慢發生的，也可能在極短的時間迅速擴展，特別是在雜散電流的作用下，幾個月就可以導致一條新管道腐蝕穿孔。

1.1 大氣腐蝕

在干燥的大氣環境中，普通金屬在室溫下產生不可見的氧化膜，鋼鐵的表面將保持著光澤。在潮濕的大氣環境中，管道會因存在于大氣中的水、氧、酸性污染物等物質的作用而引起腐蝕。

在肉眼看不見的薄膜層下的金屬管道，腐蝕實質上是水膜下的電化學腐蝕。此時大氣中存在著水汽, 當水汽濃度超過臨界濕度(如鐵的臨界濕度約為65% ) , 相對濕度低于100%時，金屬表面有很薄的一層水膜存在, 就會發生均勻腐蝕。若大氣中有酸性污染物[2]CO2、H2S、SO2等, 腐蝕會顯著加快[1]。

當水分在金屬表面上已成液滴凝聚，存在肉眼看得見的水膜情況下，當空氣中的相對濕度為100%左右，或在雨中及其他水溶液中，金屬也會產生腐蝕[1]。

影響大氣腐蝕的兩個主要因素[1]是：①水或水汽的存在。水不僅能溶解大量的離子, 從而引起金屬的腐蝕；而且水可離解成H+和OH-，pH值的不同對金屬和氧化物的溶解腐蝕具有明顯的影響。 ②在受工業廢氣污染地區，SO2對鋼材腐蝕的影響最為嚴重，其它酸性污染物也有一定的促進作用。

顯然，裸露在空氣中的管道或防腐存在缺陷的管道會在大氣環境中發生腐蝕。

1.2 土壤中的微生物或化學腐蝕

土壤對管線外部的腐蝕，既是化學腐蝕，也是電化學腐蝕。化學腐蝕主要與土壤中所含的有機質，各種鹽類對金屬的腐蝕有關。電化學腐蝕是因為土壤是一種導電介質，因而含水的土壤具有電解溶液的特性，從而在不均勻的土壤中構成原生電池，而產生電化學腐蝕。

產生化學腐蝕的主要是土壤的微生物或細菌腐蝕。微生物腐蝕是指在土壤中某些種類的細菌參加或促進的電化學腐蝕，引起埋地管線腐蝕的細菌主要是硫酸鹽還原菌(SRB)[2]。SRB通過對硫酸根的還原獲得能量生存。SRB能將土壤中的硫酸鹽轉化為硫化氫，硫化氫一方面消耗鋼材生成硫化亞鐵，另一方面使土壤中的氫離子濃度升高，從而加劇電極反應, 加速腐蝕。

微生物腐蝕的最直觀表現是管道表面出現成片的腐蝕性銹斑。它不僅出現在管道與土壤直接接觸的部位，也出現在防腐層老化剝離但卻仍然隔離著土壤與管道的部位。

1.3 土壤中的電化學腐蝕

電化學腐蝕[2]是土壤腐蝕的主要形式。由于土壤具有多相性和不均勻性，并且具有很多微孔可以滲透水及氣體，因此不同土壤具有不同的腐蝕性，又由于土壤具有相對的穩定性，使得土壤腐蝕和其他電化學腐蝕過程不同。在土壤中，氧的傳遞通過土壤孔隙輸送, 其傳送速度取決于土壤的結構和濕度，在不同的土壤中氧的滲透率會有很大差別。在土壤中除具有可能生成的與多相組織不均一性有關的腐蝕微電池外，還會因土壤介質的宏觀差別而造成宏腐蝕電池[1]。

宏電池腐蝕包括由于土壤程度的差異與土壤組成差異造成的原電池腐蝕。長輸管道穿越不同(含鹽量、含氧量、溫度)土壤，形成橫向的氧濃差電池腐蝕、鹽濃差電池腐蝕、溫差電池腐蝕等；管體不同材料差異在土壤中也產生宏電池腐蝕；由于管道埋深不同，上、下部位土壤的密實性等差別造成管道上下部電極電位不同形成宏電池腐蝕。

宏電池腐蝕的陽極相對固定和集中，造成強烈的局部腐蝕，是管線穿孔泄露的主要原因，對管線的危害極大。

微電池腐蝕主要是由鋼管金相組織的不均勻性，土壤微結構的不均勻性及鋼管焊縫與管材間存在的差異等原因引起的。這些原因很難徹底消除，但由于這些微電池在宏觀上是隨機均布的，腐蝕形態為均勻腐蝕。

土壤電化學腐蝕的影響因素[1,2]主要有：土壤的孔隙度、含水含鹽量、電阻率、pH值、土壤溫度以及土壤氧化還原電位等。一般而言， 孔隙度越大管道腐蝕越嚴重；含水量增加腐蝕速率增加，當含水量超過一定值以后，腐蝕不再隨含水量增加而增加，甚至腐蝕速率降低；土壤電阻率越小腐蝕速率越高；隨著pH值的降低腐蝕速率增加；土壤中含鹽量越大, 土壤的腐蝕性越強；溫度在一定的范圍內會導致腐蝕增強。

1.4 海洋環境腐蝕

海洋環境對管道的腐蝕類型[3]主要有：①電偶腐蝕：海水是一種極好的電解質，海水中不僅有微觀腐蝕電池作用，還有宏觀腐蝕電池作用。在海水中，兩種金屬的接觸引起的電偶腐蝕具有重要的破壞作用。②縫隙腐蝕，管道金屬部件如金屬與金屬或金屬與非金屬、金屬與黏著在其上的海洋生物(如海蠣子等)之間形成縫隙，若縫隙內滯留的海水中的氧為彌合鈍化膜中的新裂口而消耗的速度大于新鮮氧從外面擴散進去的速度，則在縫隙下面就有發生快速腐蝕之趨勢。腐蝕的驅動力來自氧濃差電池，縫隙外側與含氧海水接觸的面積起陰極作用。因為縫隙下陽極的面積很小，故電流密度或局部腐蝕速率可能是極高的。且一旦形成就很難加以控制。縫隙腐蝕通常在全浸條件下或者在飛濺區最嚴重，在海洋大氣中也發現有縫隙腐蝕。③點蝕，海水環境中大量Cl-的存在可能會對管道金屬表面形成點蝕。④沖擊腐蝕，在渦流清況下，常有空氣泡卷入海水中，夾帶氣泡且快速流動的海水沖擊金屬表面時，保護膜可能被破壞，金屬便可能產生局部腐蝕。⑤空泡腐蝕，在海水溫度下，如果周圍的壓力低于海水的蒸汽壓，海水就會沸騰，產生蒸汽泡。這些蒸汽泡破裂，反復沖擊金屬表面，使其受到局部破壞。金屬碎片掉落后，新的活化金屬便暴露在腐蝕性的海水中，所以海水中的空泡腐蝕造成的金屬損失既有機械損傷又有海水腐蝕。

主要影響因素有：海水是豐富的天然電解質。除了含有大量鹽類外，海水中還含有溶解氧、海洋生物和腐敗的有機物，這些都為發生腐蝕創造了良好的條件。此外，海水的溫度、流速以及pH等因素都對海水腐蝕也有很大的影響。

2 輸送介質的腐蝕與沖刷

管道輸送的介質不僅在與管道內表面接觸時，會與之發生化學或電化學的作用，而且隨著時間的推移還可能以各種方式浸入管道金屬的晶格之間，從而使金屬管道發生腐蝕、材質劣化。即使是非金屬管道，腐蝕性介質或烴類分子也會逐步浸入非金屬管道的“肌體”內部，從而使之老化。另外還會因為長期沖刷作用而破壞管道的安全可靠性。這些統一稱作管道內腐蝕。

內腐蝕的特點：內腐蝕引起的事故往往具有突發性和隱蔽性，后果相對嚴重。國內外由于內腐蝕而造成的腐蝕案例很多，俄羅斯輸氣干線共發生事故752次，內腐蝕事故占7%。四川的威遠—成都輸氣干線在1968-1997的30年間的就發生過管道事故110余起，其中因內腐蝕造成的事故約占總數的77%，造成事故的主要原因是天然氣中硫化氫含量超標，以及商品天然氣的水露點控制不嚴，大量飽和水汽進入輸氣干線。

影響內腐蝕的幾個主要因素[2]主要有：①水及水汽，水汽是發生腐蝕的必要條件。輸水管道自不必談，即使輸送原油、成品油的管道，也存在一定的水分。天然氣管道一般輸送的是干氣，在輸送過程中，一般不易析出水。但在一定的壓力和溫度下，天然氣具有一定的飽和含水率。如果壓力高，溫度低，飽和含水率就低；反之則飽和率就高[4]。另外，輸氣管道壓力逐漸降低，也會增加水的百分率含量。分析發現，在天然氣管道運行期間，控制不住進入管道的天然氣中水汽含量，是管道內水分出現的主要原因。②H2S、CO2、溶解氧、鹽類、細菌、含水量等。③管道傾角[4]，管道內腐蝕主要發生在某些特定的地段和部位，主要是在低洼地段(尤其是四季積水變化段)，而且往往分布在管線的側面約四五點和八九點位置處。對于天然氣管道而言，管道傾角的影響尤為關鍵。④固相顆粒，輸送介質中的固相顆粒會對管道內壁形成磨蝕、沖蝕。當然，腐蝕氣體也有一定的沖蝕效應。

內腐蝕的破壞形式

(1)開裂疲勞

管道的開裂或斷裂有脆性斷裂、韌性斷裂、疲勞斷裂、過量變形。其中，脆性斷裂又有低溫脆斷、應力腐蝕、氫致開裂；疲勞斷裂，又可以分為應力疲勞、應變疲勞、腐蝕疲勞等。過量變形是在過載情況下引起管道膨脹、屈曲、延伸、外力引起的壓扁、彎曲變形等。顯然開裂疲勞既有材料自身老化性能下降的結果，也有技術欠缺、更有外力作用和各種內腐蝕的綜合作用。

(2)穿孔泄漏

由內腐蝕所引起的穿孔泄漏有：腐蝕性介質在管道非金屬夾雜物或材質不均勻處找到薄弱點從而導致腐蝕開始發生；起始于細菌腐蝕、縫隙腐蝕、氣泡腐蝕、晶間腐蝕、與氫相關的腐蝕、合金管中的浸析腐蝕等[5]，逐步發展成泄漏。

(3)大面積潰瘍性腐蝕

如金屬管在水蒸氣中發生的腐蝕[5]、厭氧環境下的細菌腐蝕等都可能導致管道大面積腐蝕失效。

(4)沖蝕溝槽或爆穿

當油氣田采出液中含有石英砂時，即使在直管段沒有阻擋的地方也會因沖蝕而將管道沖成一道道的溝槽[6]，這種現象在油田的集輸管網中非常普遍。另外，在管線彎管的外弧處、補焊點突起處、環焊縫內余高偏高處會造成流體渦流作用，造成沖蝕，使壁厚減薄，甚至穿孔。流體中有固相顆粒或腐蝕氣體時會加速沖蝕。如2000年，某甲醇廠轉化氣流程一鍋爐給水預熱器出口處一個彎頭發生爆穿孔。原因就在于彎管外弧側受帶液滴高速氣流劇烈沖刷，氣流中的冷凝水量超過設計允許值，在該工作溫度(160℃)下的CO2腐蝕加速壁厚減薄，至壁厚減薄至1mm時，因承受不住內壓而爆穿[7]。

3 雜散電流腐蝕

雜散電流通過土壤而衍生腐蝕，但是其本身不是土壤所固有的，是電車、地鐵、電氣化鐵路、電磁波發射，以接地為回路的輸配電系統、電解裝置等，在其規定的電路中流動的電流或空間電磁波信號的感應電流，其中一部分自回路中流出，流入大地、水等環境中，形成了雜散電流。當環境中存在埋地管線時，雜散電流的一部分又可能流入、流出埋地管線并產生干擾腐蝕。

雜散電流干擾源分為動態干擾源(包括自然干擾源-地電流和人為干擾源-電氣化鐵路、高壓交、直流電力輸配線路和電焊、電解、電鍍等直流用電裝置)和靜態干擾源(如其它管道的陰極保護電流、其他裝置的陽極地床等)。雜散干擾源對于埋地管道是不可避免的存在著，雜散電流腐蝕類似于電化學腐蝕，在管道的陽極區、絕緣缺陷處腐蝕破壞尤為嚴重，是一種相當嚴重的局部腐蝕，幾個月內就可能導致新建的管道在雜散電流流出的地方穿孔。

3.1 電磁波發射裝置的影響

廣播、電視、通訊系統的發射裝置產生的空間電磁場也會對地下管線產生干擾作用。在其干擾作用下，地下導電介質或鐵磁性材料(如鋼管)中會產生渦流電流。管線中所產生的渦流大小與空間電磁場的場源頻率、輻射范圍及強弱等有關。管線中的渦流電流不僅可能產生雜散電流腐蝕，還可能導致防腐層提前失效，并嚴重干擾管道上監測裝置的運行以及對管道隱患缺陷的檢測工作的開展。

3.2 交流架空電力線路的影響

交流架空線路對埋地管道的影響主要表現在兩個方面[8]：一是長期存在著的感應電壓對金屬管道的干擾；二是電力線路故障狀態下(一般不會超過0.5s)瞬態感應電壓可能擊穿防腐層、陰保設備，并對操作人員的人身安全構成直接的威脅。

交流架空電力線路對埋地管線形成雜散干擾的方式主要通過容性耦合(也稱靜電感應)、感性耦合(磁感應)、阻性耦合(地電位升)三種途徑來實現。其中，輸電線路電壓所產生的電場，通過電容耦合在油氣管線上產生靜電感應電壓，由于地下油氣管線完全處于土壤中，相對于被屏蔽，故地埋油氣管線不受輸電線路靜電感應影響，但正在施工的油氣管線會受到靜電感應影響。而磁感應和地電位升產生的雜散干擾在交流架空電力線路正常運行和故障瞬間(0.5s以內)運行狀態下有明顯的區別。

在電力線路正常負荷運行狀態下，電力線路上交變的電流同時會在空中產生一個電磁場，從而在與線路平行的管道上產生感應電動勢。如果相電流完全平衡，且三相線與管道之間的距離完全相等，那么感性干擾也可以避免。實際上由于這種理想情況是不存在的，因此，磁感應始終存在。即使正常狀態下也可以達到幾十伏特。在線路故障運行狀態下，除了相線上比較大的短路電流流過之外，還伴隨著一個很大的入地電流，因此還存在一個阻性耦合。在此情況下，由于相電位的不平衡不對稱，使得管道上的感應電壓比較高，對于阻性耦合引起的地電位上高，在短路點附近最高，隨著與短路點距離的增大，地電位顯著降低。而且根據瞬態電磁場原理，我們不難知道，在短路發生后的瞬間，瞬態干擾電位比我們可以計算或測量到的穩態干擾電壓有效值還要高1～2倍，容易導致管道擊穿。

電力線路對埋地管道電磁干擾程度的影響因素[8]主要有：土壤電阻率、線路與管道間距、并行長度、電力線路桿塔接地電阻、電力線路負荷電流、管道泄漏電阻、線路故障點的位置等。

3.3 直流輸電工程的影響

無論是地下管道還是水下管道均容易受到高壓直流(HVDC)輸電系統中的直流雜散電流的影響而發生腐蝕。高壓直流輸電技術[9]有單極和雙極，單極輸電系統采用大地甚至海水作為回路；雙極輸電系統只有在電力系統異常時才用大地或者海水作為回路。在此情況下 ，流入接地極的故障電流可以達到數千安培。而且，直流系統的故障電流是一種穩態電流，能夠持續幾分鐘甚至更長時間，如此大的接地電流只要有很少一部分通過地下管道，并沿管壁運移相當長的距離后從另一個外防缺陷部位放電，放電部位就會造成嚴重的腐蝕損傷。

高壓直流(HVDC)輸電系統對埋地管道的影響主要有諧波電流、單極短路電流、桿塔遭雷擊的沖擊電流等。

3.4 電氣化列車、地鐵的影響

地鐵和交流電氣化鐵道[10]是以軌道作為第二根導線來傳送電流的。由于軌道和地之間并非完全絕緣,因此軌道沿線總會有部分泄漏電流進入大地。在入地電流點或牽引變電所周圍大地中將形成高電位，會對附近的油氣管道及油庫產生影響。對于油氣管道而言，主要是阻性耦合影響起作用。

3.5 電焊、電解、電鍍等直流用電裝置以及其他干擾

電焊、電解、電鍍等直流用電裝置在工作過程中也會對附近的地下管道產生雜散電流而導致地下管道腐蝕，其作用機理與地鐵、電氣化列車的影響類似。另外，鄰近管道的地下電纜、其他管道或裝置的陰極保護電流也會對目標管道產生雜散干擾腐蝕。

4 其它缺陷引起的腐蝕

各種缺陷誘發腐蝕或加速腐蝕是一種普遍現象，特別是管道應力腐蝕、與硫化氫有關的腐蝕更是與管道本身存在的各種缺陷高度相關。

4.1 長時效下的金屬管道性能退化助推腐蝕

長期服役的管道,即使在正常輸送條件下，由于長期受輸送壓力、溫差波動、輸送壓力波動、其它持續性應力作用等綜合作用，材料的組織結構會發生緩慢變化，并引發材料性能劣化，加劇材料失效。特別是一些輸送高溫、高壓介質(如油田開采中的高壓注汽、電廠熱力蒸汽)的管道，其材質劣化更為明顯。一旦材質出現劣化，則腐蝕就更容易發生。如高溫條件下產生氧化腐蝕，在管道發生緩慢塑性變形的情況下就很容易產生應力腐蝕疲勞等。

4.2 在焊接區域發生應力腐蝕或疲勞腐蝕

由于焊接時管線鋼經歷著一系列復雜的非平衡的物理化學過程，造成焊縫和熱影響區化學成分的不均勻性，出現淬硬組織、力學性能的不均質性及焊接接頭區域電化學腐蝕特性的不同等，這些都將影響焊接接頭處的腐蝕抗力[11]。特別是當焊接時選擇的焊接材料或工藝與母材匹配不好時，會在焊接區域產生應力的不均衡，近而影響該處抗SSCC的性能。最早有文獻記錄的管道脆性斷裂事故是1950年美國一條Ф762mm的管道在試氣時發生斷裂。1974年冬，我國大慶至鐵嶺輸油管道復線氣壓試驗時發生脆性斷裂事故。四川氣田1970-1990年共發生100余次輸氣管道斷裂事故[7]，大部分是焊縫處脆性開裂。

4.3 焊接缺陷加劇腐蝕

關于焊接缺陷導致腐蝕加劇的例子很多[7]。如①1984年國內某含硫氣田采用日本某廠生產的無縫管，投產不足1年，先后3次發生環焊縫爆裂事故。原因在于環焊縫焊趾未融合，在使用過程中，因濕的H2S、CO2腐蝕產生的氫侵入，并在該缺陷應力集中作用下聚集，產生應力導致氫致裂紋，進而失穩擴展而爆裂。②某運行16年的天然氣主干線在螺旋焊管內焊縫處爆裂，發現內焊道有補焊層，融合區有裂紋，裂紋為硫化物應力腐蝕開裂。原因是焊趾的高應力集中和焊趾附近的高硬度馬氏體組織，使焊區應力腐蝕敏感性增大，萌生應力腐蝕裂紋，裂紋開展至臨界尺寸，在內壓作用下發生爆裂。③焊縫不規范，如在管線補焊點突起處，環焊縫內余高偏高處會造成流體渦流作用，造成沖蝕，使壁厚減薄，甚至穿孔。

4.4 在機械損傷處或各種應力集中部位容易誘發或加速腐蝕

在管道存在機械損傷的地方以及由于地面塌陷、蠕變等原因導致管道應力集中的管道部位，一般而言，也是管道腐蝕最容易發生和發展的部位。隨著管徑增加，輸送壓力提高，由于鋼管制造、施工等方面存在的缺陷或不足，腐蝕坑、應力腐蝕、腐蝕疲勞裂紋出現頻次增加，增加了管道啟裂的可能性，在很大程度上其實都與應力過大有關。

4.5 材質缺陷處誘發腐蝕

材質缺陷種類很多。如管道的非金屬夾雜物處就極易成為點蝕萌生并導致管道發生穿孔事故[6]的地方。再如管線的部分外腐蝕，特別是經常發生在ERW鋼管焊線上缺陷處發生的溝狀裂紋[7]，其引起機制是：①在管材原有的未熔合缺陷處發生腐蝕；②由于焊線和母材間顯微組織不同造成的陽極溶解。再如1987年，國內某油田Ф245mm×16mm無縫高壓注水管線在做水壓試驗時，壓力僅達到12MPa就發生爆裂。分析表明，該管道組織晶粒粗大、塑韌性差是爆裂的原因。

5 結論和建議

(1) 腐蝕的形式多種多樣，影響因素復雜，但是，從腐蝕起因的角度來看，可以歸集為自然環境的腐蝕、介質腐蝕、雜散電流腐蝕以及其他缺陷引發的腐蝕等四類。

(2) 每一種類型的不同腐蝕形式均有自己的特點，不僅腐蝕的起因不同、方式不同，且其腐蝕的速度、所形成的破壞性等也有所不同。這是研究腐蝕、檢測評價腐蝕狀況、制訂治理措施的基礎。

(3) 對于自然環境導致的腐蝕，目前最有效的治理方式就是采取防腐層加陰極保護的方法來治理；而對于介質腐蝕則要通過凈化介質、合理投注藥劑、定期清管、優選管材、盡可能實行內防、優化輸送工藝、科學調度運行等各種手段綜合運用來治理；對于雜散電流腐蝕影響，則需要盡量遠離雜散電流源，使管道與之保持一定的距離，同時通過加強排流、科學屏蔽、長期監測相結合，才可能取得滿意的治理效果；而對于因各種缺陷誘發的腐蝕則重點在于對管線鋼軋制過程、運輸、施工特別是焊接、運行維護過程的科學管控，盡可能減少管道缺陷。

(4) 管道腐蝕防護領域，目前急需重點研究總結的課題在于兩個方面：一是雜散電流的治理經驗總結；二是腐蝕損傷缺陷特別是應力疲勞缺陷的檢測評價方法研究。

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The Analysis for the Corrosion Factors of the Failure of Pipeline

SHI Ren-wei1, HAO Yi2, NING Hua-dong2
(1.Technology Inspection Center，Shengli oil Field, Dongying 257000, China; 2.China Industry Anticorrosion Technology Association, Beijing 100101, China)

Corrosion is the main reason leading to the failure of pipeline. There are four categories and 18 kinds of forms of corrosion. The main factors could lead to failure of pipeline including environmental corrosion, medium corrosion, stray corrosion and the corrosion induced by defects. In this paper, the advice has been put forward according to different corrosion forms.

failure of pipe; environmental corrosion; stray current, medium; defects

TE988

A

10.13726/j.cnki.11-2706/tq.2014.11.016.06

石仁委 (1963－) ，男，陜西咸陽人，學士，副總工程師，主要從事工程質量監督、管道腐蝕檢測與研究。